CN107121370A - 致密油层水相圈闭损害实验评价方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及致密油层水相圈闭损害评价的实验方法。为了解决现有水相圈闭损害实验方法在以致密油藏岩心为评价对象时所存在的液体渗透率测不出、测不准，以及实验压力条件未能模拟井下生产压力和储层孔隙压力等问题，本发明提出了一种有效而客观的评价致密油藏水相圈闭损害实验方法。通过在致密岩心出口端施加回压，模拟了井下生产压力条件和储层孔隙压力条件，改善了常规驱替未能有效建立岩心内部孔隙压力和模拟井下生产压力的不足。在出口端施加回压，能显著提高致密岩心内部可动孔喉的动用程度，增强了液体渗流能力，改善了致密岩心液体流量测试精度和准度，评价结果更能代表致密油层井下生产状况，能够客观评价致密油层水相圈闭损害。本发明属于石油天然气勘探开发过程中岩心分析和储层保护方面的实验方法。
Description
技术领域
本发明涉及石油与天然气致密储层岩心分析领域，本方法模拟了致密油层生产过程中井底压力渗流环境，实现了对致密油层柱塞岩样内部孔隙压力和超低含水饱和度的有效建立，保证实验条件评价的客观性，实现了准确评价致密油层水相圈闭损害，属于石油与天然气勘探开发过程中岩心分析方面的实验方法。
背景技术
致密油层(致密砂岩油层、致密碳酸盐岩油层)储量丰富、开采潜力大，在油气储量增长和能源供应方面正发挥越来越重要的作用。水平井分段压裂技术为致密油层成功开采提供了途径，但在开采过程中，大量滞留的水相引起了严重的储层损害，这其中水相圈闭损害成为了制约致密油层高效经济开发的主要储层损害类型之一。准确评价致密油层水相圈闭损害，是预防和解除水相圈闭损害的关键。然而，致密油层微纳米孔喉发育，液体在其孔喉介质中流动困难，当存在油水两相时，更是难以被驱动，因此室内开展致密油层液体渗流实验时，流量测不准甚至测不出，严重影响了水相圈闭损害、流体敏感性分析等实验结果的准确性，直接制约了致密储层的准确评价，不利于致密油气藏的成功勘探和经济开发。
传统的评价油层水相圈闭损害方法仍主要是非稳态驱替法，通过水驱油和油驱水两个过程，得到水侵前后油相渗透率，并根据渗透率损害率进行损害程度评价。传统方法主要用以评价常规储层，对于致密储层则重点表现出以下不足而不能有效评价：
一是液体流量测不准。致密储层微纳米孔喉发育且孔径大小不一，常规稳态法驱替时，液体容易沿着大孔喉渗流并形成优势通道，测得的渗透率只是这部分孔喉贡献的渗透率，更多细微孔喉并未有效参与渗流，即便增大压差，压差也很难进入细微孔喉而沿着优势通道传递，再者，过大的压差在油层条件下显然不能实现。导致可动孔喉的动用程度远低于储层条件下的真实动用情况。当存在油水两相时，更是难以测出液体流量，由此得到的实验结果严重高估了水相圈闭损害程度。
二是实验测试周期长。致密储层中，液体要想流出孔喉介质需憋足一定的孔隙压力，对于细微孔喉来说，这个憋压过程是极其缓慢的，由此需要的驱替压差也异常的高。常规稳态法驱替时，上游端过来的压力进入岩心内部后，在孔喉介质喉道等狭窄处有个明显的憋压过程，其需要相当长的一段时间，再加上测得流量稳定后又需要一定的时间，且测得的流量因孔喉动用程度而异，由此测试达到稳定的时间相当漫长，且测试精度得不到保证。
三是评价范围有局限。致密油层存在超低含水饱和度现象，即储层初始含水饱和度远小于其由毛管力等控制的束缚水饱和度。常规稳态法评价时，通过对饱和地层水(或模拟地层水)后的岩心进行油驱水建立束缚水来代表储层原地含水饱和度，然而这样得到的含水饱和度只是驱替部分大孔喉内油相后得到的饱和度，明显高于储层初始含水饱和度。结合油水相渗曲线可知，初始含水饱和度和束缚水饱和度之间差值引起的水相圈闭损害往往是很严重的。由此，常规稳态法评价范围有限，得到的实验结果不具客观性。
致密油层在开采过程中普遍存在水相圈闭损害，当前的常规评价方法已经不能适应致密油层开发的需要，有效、客观地评价致密油层水相圈闭损害无论是在室内实验研究还是矿场应用上都意义重大。
发明内容
为了解决现有水相圈闭损害评价方法在以致密油层为评价对象时所存在的液体流量测不准、评价范围存在局限性、评价结果高估等不足，结合致密油层原地储层含水饱和度状态和实际生产状态下的渗流环境，本发明提出了一种室内客观评价致密油层水相圈闭损害的实验方法。
本发明的目的是通过以下技术方案实现的：
本发明主要通过两大技术关键实现对致密油层水相圈闭损害的客观评价：其一是对实验岩心的预处理，即建立能够代表致密油层原地含水条件的岩心初始含水饱和度；其二则是实验条件实现对近井带井下生产压力的模拟，并有效建立起岩心内部孔隙压力。本发明通过岩心驱替实验开展评价，并根据渗透率损害率展开水相圈闭损害程度评价。
致密油层水相圈闭损害实验评价方法，该方法利用室内岩心驱替实验装置完成，所述岩心驱替装置有岩心夹持器、围压泵、微计量驱替泵、气源、回压阀、玻璃管流量计、计算机组成，所述岩心夹持器入口端和出口端分别连接微计量驱替泵和回压阀，所述回压阀连接玻璃管流量计和气源，所述岩心夹持器入口和出口均通过压力传感器连接计算机。该方法依次包括以下步骤：
步骤1、按照SYT5358-2010岩样制备方法准备致密油层实验岩心，采用氮气钻取并切割直径为2.5cm左右，长度4-7cm的岩心，60℃烘干至恒重，测量岩心的长度、直径和孔隙度；检查装置气密性，检测时间不少于48h；
步骤2、建立油层柱塞岩样孔渗关系曲线，选取一定渗透率的岩样，干燥并称重；
步骤3、利用地层水或模拟地层水饱和所选取的岩样，采用回压模拟地层孔隙压力和井底生产压力，开展变回压条件下岩样水相渗透率测试实验，得到该油层不同渗透率级别岩样液体流量最大时对应的回压；
步骤4、选取要开展水相圈闭评价的实验岩样，基于上述所建立的关系，根据岩心渗透率范围确定实验回压；
步骤5、利用地层水对实验岩样饱和，称重并记录；
步骤6、将饱和后的岩心装入夹持器3，通过围压泵4加载一定的实验围压，打开气源8建立起回压阀6一定的实验回压后(实验回压为所确定压力)，设定微计量驱替泵1的工作泵压，依次打开阀门2和阀门5开始采用水相正向驱替，由此建立岩心初始含水饱和度。监测出口端玻璃管流量计7出液情况和流量大小，待出口端只出水且测得流量稳定时，停止驱替；
致密油层存在超低含水饱和度现象，因此实验岩心建立的初始含水饱和度能否反映超低含水饱和度现象成为了实验评价客观与否的关键。以往开展的油层水相圈闭损害实验评价，通过对完全饱和地层水(或模拟地层水)后的岩心进行油驱水实验，得到的束缚水饱和度远远高于油层原地含水饱和度条件，造成实验评价结果的误判。通过在致密岩心出口端加回压进行油驱水实验，可以提高更多可动孔喉的动用程度，进一步降低含水饱和度，由此得到低含水饱和度(超低含水饱和度)。
步骤7、取出岩样称重并记录；
步骤8、将建立好初始含水饱和度后的岩心装进岩心夹持器3，通过围压泵4加载一定的实验围压，打开气源8建立起回压阀6一定的实验回压后，设定微计量驱替泵1的工作泵压，依次打开阀门2和阀门5开始正向驱替，此时驱替液为油相，驱替至少2h后监测出口端玻璃管流量计7的出液情况和流量，待连续3次测得油相流量稳定后，停止驱替，卸掉泵压和围压后取出岩心称重得到损害前的含油饱和度Soi和含水饱和度Swi，取连续三次流量的平均值作为实验结果，通过如下公式计算损害前的油相渗透率Koi：
式中Koi-水相圈闭损害前的油相渗透率，mD；
Qoi-水相圈闭损害前的油相流量，cm3/s；
μ-油相粘度，mPa·s；
L-岩心长度，cm；
A-岩心横截面积，cm2；
△P-岩心两端压力差，MPa。
其中，油水饱和度计算方法如下：
式中S-所求液体饱和度，％；
m2-驱替后岩心重量，g；
m1-驱替前岩心重量，g；
ρw-水的密度，g/cm3；
ρo-油的密度，g/cm3；
Vp-岩心孔隙体积，cm3。
当驱替前后岩心重量差＞0时，S为水相饱和度，反之，S则为油相饱和度。
步骤9、将岩心反向装回夹持器3，恢复围压泵4压力，设定微计量驱替泵的工作泵压，开始循环驱替，此时驱替液为地层水(或模拟地层水)，待玻璃管流量计7只出水不出油后，停止驱替并静置2后，卸掉泵压和围压，取出岩心称重，得到进液后的含水饱和度Swm和油相饱和度Som；
步骤10、将岩心正向装回夹持器3，恢复步骤4操作，得到损害后的含油饱和度Soe和含水饱和度Swe，通过如下公式计算损害后的油相渗透率Koe：
式中Koe-水相圈闭损害前的油相渗透率，mD；
Qoe-水相圈闭损害前的油相流量，cm3/s；
μ-油相粘度，mPa·s；
L-岩心长度，cm；
A-岩心横截面积，cm2；
△P-岩心两端压力差，MPa。
并最终根据渗透率损害率进行水相圈闭损害程度评价，渗透率损害率计算公式如下：
I＝(Koi-Koe)/Koi×100％ (4)
本发明与现有方法相比具有如下有益效果：
一是可以准确开展致密油层水相圈闭损害实验。常规方法测试致密岩心水相圈闭损害时，流量很难被测准，在油水两相下，流量甚至测不出，室内实验难以开展。通过在岩心出口端施加回压，不但模拟了井底生产流压状态，还模拟了储层孔隙压力条件。出口端回压的憋压作用可以显著弱化或消除恒压驱替下的优势通道效应、提高孔喉的动用程度、压缩液体边界层、消除气泡等阻力效应，提高致密岩心对液体的渗流能力，保重了实验结果的测试准确性。
二是有效评价了致密油层原地超低含水饱和度条件下的水相圈闭损害。致密油层存在超低含水饱和度现象，常规评价只能评价含水饱和度在束缚水以及其变化下的水相圈闭损害，评价结果具有明显的局限性。通过加回压预先处理实验岩心，建立起能够代表储层超低含水饱和度的岩心初始含水饱和度条件，紧接着开展水相圈闭损害评价，能够得到更加真实的致密油层水相圈闭损害结果。
附图说明
图1室内评价致密油层水相圈闭损害实验驱替装置简图。
图中：1.微计量驱替泵，2.阀门，3.岩心夹持器，4.围压泵，5.阀门，6.回压阀，7.玻璃管流量计，8.气源，9.计算机。
微计量驱替泵的工作精度0.001mL/min，玻璃管流量计的最小刻度0.001mL，满足精确计量。
图2饱和单相液体致密岩心加回压测试渗流量实验结果图。
图3水相圈闭损害前后含岩心水饱和度变化图。
图中：Sw1.初始含水饱和度(损害前)，Sw2.水驱油后含水饱和度(损害后)，Sw3-A.油驱水解除损害后的含水饱和度(无回压)，Sw1-B.油驱水解除损害后的含水饱和度(3MPa回压)。
图4水相圈闭损害前后含岩心油相渗透率变化图。
图中：Ko1.油相基准渗透率(损害前)，Ko2.油驱水解除损害后的油相恢复渗透率(无回压)，Ko1.油驱水解除损害后的油相恢复渗透率(3MPa回压)。
具体实施方式
下面根据附图和具体实验评价实例进一步说明本发明。
选取鄂尔多斯盆地典型致密砂岩油层1块岩心，采用本发明展开致密油层水相圈闭损害实验评价。详细步骤如下：
步骤1、按照SYT5358-2010岩样制备方法准备页岩岩心；首先采用氮气钻取并切割直径为2.46cm，长度为4.28cm的岩心(S54-6)，63℃烘干至恒重；采用波义耳定律测试3MPa围压下岩心的氦气孔隙度为15.3％，测得的氮气渗透率为0.667mD；检测装置气密性48h，装置气密性达到实验要求；
步骤2、对岩心进行饱和模拟地层水后，开展了一系列回压下的饱和单相液体渗透率测试实验。回压增幅为1MPa，压差增幅为0.5MPa，有效应力保持在4.5MPa。测得液体流量最大时对应的回压为3MPa(图2)。由此，确定该岩心(包括该岩心渗透率相近岩心)开展水相圈闭损害评价的实验回压为3MPa；
步骤3、对岩心重新饱和模拟地层水后，将岩心正向装入夹持器3，设定围压泵实验围压为19.4MPa，打开气源7设定回压阀6实验回压为3MPa，设定微计量驱替泵1工作泵压6.04MPa(驱替压差△P为3.02MPa)恒压驱替，驱替液为煤油，驱替2h后，测量油相流量，得到平均流量为Qoi0.00891mL/min(取实验温度为25℃，查表得知没有粘度为2.210mPa·s)，换算得到损害前的油相渗透率Koi为0.00994mD，取出称重后计算得到此时含油饱和度Soi为70.3％，初始含水饱和度Swi为29.7％；
该步骤相比常规评价方法，明显改善之处在于在岩心出口端施加了3MPa回压。在该回压下建立的岩心初始含水饱和度只有29.7％，接近致密油层原地超低含水饱和度(通常低于30％)；而常规方法建立的含水饱和度可高达50％以上。
步骤4、将岩心反向装回岩心夹持器3，设定围压泵压力为19.6MPa，在压差3.51MPa下循环配制的模拟地层水用来模拟水相圈闭损害过程，待玻璃管流量计7只出水不出油后，停止驱替并静置2h后，取出称重，得到进液后的岩心含油饱和度Swm27.9％，含水饱和度Swm72.1％；
步骤5、将岩心正向装回夹持器，为了对比有无回压(即常规方法和本发明)下的评价结果，先后在回压0MPa、围压16.7MPa和回压3MPa、围压19.6MPa(实验有效应力不变)进行实验，无回压下得到的油相恢复流量Qoe为0.00535mL/min，油相恢复渗透率Koe为0.00612mD，水相圈闭损害率为I为38.4％，最终含油饱和度Swe42.6％，含水饱和度Swe57.4％；3MPa回压下得到的油相恢复流量Qoe为0.00654mL/min，油相恢复渗透率Koe为0.00742mD，水相圈闭损害率为I为25.3％，最终含油饱和度Soe为64.6％，含水饱和度Swe为35.6％。
通过该步骤结果(图2、图3)对比表明，常规方法评价导致致密油层水相圈闭损害被高估，由此影响了相关后续治理措施的制定和实施。以上发明具体实施中的压力等实验参数可根据实验岩心对象和具体条件灵活变更，但两大核心技术要保留：一是加回压对近井带井底生产压差的模拟；二是依据储层地质资料或室内实验结果对实验岩心初始含水饱和度的准确建立。
Claims (2)
1.致密油层水相圈闭损害实验评价方法的步骤如下：
(1)建立油层柱塞岩样孔渗关系曲线，选取一定渗透率的岩样，干燥并称重；
(2)利用地层水或模拟地层水饱和所选取的岩样，采用回压模拟地层孔隙压力和井底生产压力，开展变回压条件下岩样水相渗透率测试实验，得到该油层不同渗透率级别岩样液体流量最大时对应的回压；
(3)建立油层岩样“空气渗透率—最大液体流量对应回压”关系；
(4)选取要开展水相圈闭评价的实验岩样，基于上述所建立的关系，根据岩心渗透率范围确定实验回压；
(5)利用地层水对实验岩样饱和，称重并记录；
(6)开展油驱水建立岩样初始含水饱和度，监测出口端出液情况和流量大小，待出口端只出油且测得油相流量稳定时计算该状态下的油相渗透率作为损害前的基准渗透率Koi，实验回压为所确定压力；
(7)取出岩样称重并记录；
(8)将岩样反向装回夹持器，开展水驱油实验，模拟水相圈闭损害过程。注水量可依据孔隙体积PV确定，或监测出口端只出水后停止驱替并静置一定时间；
(9)取出岩样称重并记录；
(10)将岩样正向装回夹持器，重复步骤(6)，获得油驱水解除损害后的油相恢复渗透率Koe；
(11)取出岩样称重并记录，按照渗透率损害率指数进行水相圈闭损害程度评估，水相圈闭损害渗透率损害率表达式为I＝(Koi-Koe)/Koi×100％。
2.根据权利要求书1致密油藏水相圈闭损害实验评价方法原理是：
致密油层储层岩石孔喉细小、液体流动困难，存在油水两相时，更是难以被驱动，导致室内实验时液体流量测不出、测不准，由此评价的相圈闭损害结果往往异常严重，与实际油藏生产状况不符。通过在致密岩心出口端施加回压，模拟了井下生产压力条件和储层孔隙压力条件，改善了常规驱替未能有效建立岩心内部孔隙压力和模拟井下生产压力的不足。在出口端回压作用下，致密岩心内部可动孔喉的动用程度提高，增强了液体渗流能力，提高了致密岩心液体流量测试精度和准度，评价结果更能代表致密油层井下生产状况。
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